臺(tái)肇地區(qū)環(huán)狀流程降溫集輸界限實(shí)驗(yàn)研究

翟迪（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

臺(tái)肇地區(qū)環(huán)狀流程降溫集輸界限實(shí)驗(yàn)研究

翟迪（大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠）

針對(duì)臺(tái)肇地區(qū)油田開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，為實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗，降低生產(chǎn)成本，開(kāi)展了環(huán)狀流程摻水降溫集輸界限實(shí)驗(yàn)研究，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)跟蹤觀測(cè)，摸索夏季降溫集輸界限。為進(jìn)一步合理控制集輸?shù)臏囟群蜕a(chǎn)回壓，實(shí)現(xiàn)節(jié)約能源、降低原油生產(chǎn)成本奠定了基礎(chǔ)。

臺(tái)肇地區(qū) 降溫集輸 溫度界限 應(yīng)用效果

大慶油田第七采油廠第四油礦所處臺(tái)肇油田屬于大慶油田的外圍油田，主要特點(diǎn)是單井產(chǎn)量低，油層滲透率低，飽和壓力高。從原油物性看，臺(tái)肇油田原油凝固點(diǎn)為37 ℃，動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)為 22 ℃，析蠟點(diǎn)為 37 ℃，飽和壓力 8.2MPa。當(dāng)溫度為 50℃時(shí)原油黏 度為 42.3mPa· s， 當(dāng)溫度 降至 27 ℃， 原油黏 度 高 達(dá) 355mPa· s，而當(dāng) 流 體 的 黏 度 達(dá) 到 300 mPa·s時(shí)，其自身就失去流動(dòng)性。臺(tái)肇油田的原油特點(diǎn)一直是該地區(qū)降溫集輸工作的難點(diǎn)。

第四油礦單井集輸工藝全部采用單管環(huán)狀流程，全礦共有 3 座轉(zhuǎn)油站、23座集油間、110 個(gè)集油環(huán)、432 口機(jī)采井。機(jī)采井正常日產(chǎn)液 572t，日產(chǎn)油 261t，綜合含水 63%。正常生產(chǎn)情況下，站外輸摻水溫度為 65 ℃，回油溫度是 38 ℃±2 ℃。夏季原油在集輸過(guò)程中熱損失小，摻水溫度具有一定的下調(diào)空間。

1 臺(tái)肇油田夏季降溫?fù)剿缦拊囼?yàn)

為了開(kāi)展好降溫集輸工作，探討摻水系統(tǒng)合理的生產(chǎn)參數(shù)范圍，我們對(duì)站、間、井摻水回油系統(tǒng)進(jìn)行分析，認(rèn)識(shí)到單管環(huán)狀集油工藝的摻水系統(tǒng)具有兩個(gè)循環(huán)的特點(diǎn)，一是轉(zhuǎn)油站、集油間循環(huán)，二是集油間、單井循環(huán)，這兩個(gè)循環(huán)組成一個(gè)大的摻水回油系統(tǒng)。降溫集輸過(guò)程重點(diǎn)要考慮四個(gè)參數(shù)：摻水溫度、摻水壓力、日摻水量和回油溫度。合理確定這四個(gè)參數(shù)的范圍，才能保證系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行。為此，我們重點(diǎn)在葡 361采油隊(duì)開(kāi)展了降溫?fù)剿缦廾髟囼?yàn)。葡萄花油田不同區(qū)塊原油物性數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。通過(guò)數(shù)據(jù)對(duì)比看出，臺(tái)肇油田原油凝固點(diǎn)高，含蠟量高，飽和壓力高，原油黏度大大高于其他區(qū)塊。

表1 葡萄花油田不同區(qū)塊原油物性數(shù)據(jù)對(duì)比

1.1摻水溫度界限的探索

降低摻水溫度、調(diào)整瞬時(shí)摻水量是降溫集輸?shù)年P(guān)鍵。摻水溫度必須保證整個(gè)循環(huán)的回油溫度、同時(shí)還要保證外輸摻水含油達(dá)到合理的控制指標(biāo)。因此我們從降溫集輸前摻水溫度60～62 ℃開(kāi)始逐步降低摻水溫度，到目前已經(jīng)降低到 58～60 ℃，基本上接近外輸摻水含油指標(biāo)的界限值。

全 隊(duì) 33 口油 井 5 月 1 日到 30 日 平 均日 產(chǎn) 液139.7t， 日 產(chǎn)油 23.37t，含水 80%，平 均 回油壓 力0.25MPa，平均回油溫度 40 ℃，與降溫前相比日產(chǎn)液 下 降 了 3t， 日 產(chǎn) 油 下 降 了 3t，含 水 升 高 了 1.28個(gè) 百 分點(diǎn) 。 日 摻 水 量 由 1050m3下 降 到 924m3， 降低了 126m3。降溫前后對(duì)比表明產(chǎn)液量、產(chǎn)油量略有下降，回油壓力穩(wěn)定。在保證摻水壓力的同時(shí)，取得了較好的降溫集輸效果。

1.2回油溫度界限的探索

我們分別以產(chǎn)量在 0～5t、5～10t、10～15t為一個(gè)界限，含水 0%～40%、40%～70%、70%以上為另外一個(gè)界限對(duì)葡 361采油隊(duì)的集油環(huán)進(jìn)行了分類，并據(jù)油井的距離、管線長(zhǎng)度和材質(zhì)、產(chǎn)量、含水等綜合條件考慮進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

我們每?jī)尚r(shí)對(duì)于摻水溫度壓力、回油溫度壓力做一次記錄，每天按 10：00、12：00、14：00三個(gè)時(shí)間段上報(bào)總摻水溫度、摻水壓力、環(huán)摻水壓力及環(huán)回油溫度，以7天為一個(gè)降溫周期進(jìn)行摸索。如果壓力上升到 1MPa后及時(shí)組織沖環(huán)。

在降溫的過(guò)程當(dāng)中，我們把回油溫度每次降低1～2 ℃，以 2～3 天為一個(gè)穩(wěn)定時(shí)間觀察壓力變化。如果壓力穩(wěn)定，那么繼續(xù)進(jìn)行降溫試驗(yàn)；如果壓力波動(dòng)較大，則提高回油溫度并分析原因，然后繼續(xù)進(jìn)行降溫摸索。

表2 葡 361采油隊(duì)降溫實(shí)驗(yàn)效果對(duì)比

通過(guò)摸索可以看出摻水壓力由實(shí)驗(yàn)開(kāi)始時(shí)的平均 0.43MPa 上 升 到 平 均 0.68MPa， 個(gè) 別 環(huán) 壓 力 達(dá) 到了 0.9MPa； 摻 水 溫 度 由 平 均 59.5 ℃ 下 降 到 平 均55.5 ℃ ； 回 油 壓 力 由 平 均 0.25MPa 上 升 到 平 均 0.27 MPa；回油溫度由實(shí)驗(yàn)開(kāi)始時(shí)的平均 41℃下降到平均38℃，降幅達(dá)3℃，降溫幅度十分明顯。

2 實(shí)驗(yàn)規(guī)律總結(jié)

通過(guò)各項(xiàng)數(shù)據(jù)對(duì)比，在回油溫度降低過(guò)程中，摻水壓力都相應(yīng)上升，但不影響環(huán)摻水，但隨著溫度的進(jìn)一步降低，環(huán)壓上升明顯，影響摻水。我們將各環(huán)接近摻水壓力接近 0.6MPa時(shí)的回油溫度確定為該環(huán)的最低參數(shù)界限。各環(huán)平均回油溫度由41 ℃下降到38 ℃。

2.1對(duì)不同產(chǎn)液量的規(guī)律總結(jié)

對(duì)于產(chǎn)液量小于 5t的環(huán)，降溫幅度不是很明顯，溫度一般控制在 37～39 ℃左右；5～10t的環(huán)，一般溫度控制在 36～38 ℃左右；但當(dāng)產(chǎn)液量大于10t時(shí)， 環(huán)的降 溫幅 度較大 ，平均 降溫 高達(dá) 4～5 ℃，目前回油溫度控制在 35～37 ℃左右。

2.2對(duì)不同含水級(jí)別的規(guī)律總結(jié)

在不同含水級(jí)別最低參數(shù)界限摸索中，低含水環(huán)降溫空間較小，高含水環(huán)降溫幅度較大。對(duì)于中含水環(huán)根據(jù)產(chǎn)液量的高低，降溫幅度不同，一般隨產(chǎn)液量的增加，降溫幅度增大。說(shuō)明含水高低對(duì)環(huán)的最低參數(shù)界限摸索影響較大，含水越高，降溫效果越明顯。經(jīng)過(guò)試驗(yàn)摸索，含水在 40%以下的低含水集油環(huán)的回油溫度可以降到38℃左右；含水在40%～70%的中含水集油 環(huán)的 回油溫度可以降 到36 ℃左右；含水在70%以上的高含水集油環(huán)的回油溫度可以降到35℃左右。

2.3對(duì)不同環(huán)長(zhǎng)的規(guī)律總結(jié)

對(duì)于不同環(huán)長(zhǎng)最低溫度界限一般隨管線長(zhǎng)度的增加而降溫幅度減少，對(duì)于小于 3000m 的環(huán)，回油溫度可以控制在 35 ℃左右，而大于 3000m 的環(huán)回油溫度最低可以控制在37℃左右。說(shuō)明環(huán)長(zhǎng)對(duì)降溫有一定影響，隨著管線長(zhǎng)度的增加所需要的溫度也要相應(yīng)增加，環(huán)長(zhǎng)越長(zhǎng)的集油環(huán)越需要提高溫度進(jìn)行集輸。

3 降溫過(guò)程中發(fā)現(xiàn)的問(wèn)題及整改研究

由于實(shí)驗(yàn)期間溫度不斷降低，個(gè)別環(huán)管線較長(zhǎng)、管線老化，產(chǎn)液量高，當(dāng)摻水溫度逐步降低至60℃時(shí)，有個(gè)別單環(huán)出現(xiàn)了摻水壓力升高，摻不進(jìn)水的現(xiàn)象。5 月 20 日早上 5：00，1#計(jì)量間 2 個(gè)環(huán)的 回 油 溫 度 緩 慢 下 降 ， 這 時(shí) 的 總 摻 水 壓 力 1.8 MPa、總摻水溫度56 ℃。于是馬上進(jìn)行沖環(huán)，但溫度上升很慢，后采用停井沖環(huán)。當(dāng)各環(huán)涼油進(jìn)入?yún)R管，匯管回壓開(kāi)始上升，溫度下降到30 ℃。5個(gè)小時(shí)后，壓力、溫度才恢復(fù)正常。這次事件是由于降溫集輸油在管線中吸附太多的臘油造成的。

事后，我們調(diào)查分析了整個(gè)原因，主要有以下幾點(diǎn)：

1）臺(tái)肇地區(qū)的原油物性與老區(qū)油田有較大的區(qū)別。臺(tái)肇地區(qū)獨(dú)具的原油黏度大、含蠟量高、凝固點(diǎn)高等特點(diǎn)一向是四礦生產(chǎn)管理工作中最大的難題。另外井口出液溫度低，夏季普遍在17～19 ℃左右，個(gè)別計(jì)量間的單環(huán)溫度在來(lái)水 58～60 ℃時(shí)總環(huán)溫度在35℃時(shí)已接近凝固點(diǎn)。

2）由于管線里油多、蠟多。特別是降溫后原油在管線中阻力加大，各環(huán)及總回油壓力都不同程度的上升。

3） 有部分井間接出油，原油在管線中流動(dòng)速度減慢造成部分含蠟高井的油吸附在管壁上，時(shí)間一長(zhǎng)，管線通徑變小慢慢地發(fā)生堵環(huán)現(xiàn)象。

解決方法如下：

1） 仔細(xì)觀察參數(shù)變化，發(fā)現(xiàn)異常及時(shí)沖洗單環(huán)集油管線，保障單井、計(jì)量間和中轉(zhuǎn)站集油管線的暢通。

2） 造成這一情況的原因除了臺(tái)肇地區(qū)特殊的原油物性外，還有一個(gè)主要原因就是由于溫度降低，外輸摻水含油指標(biāo)的界限值，聯(lián)合站油水分離不徹底，處理后污水含油仍然很高，再次摻油能力差。針對(duì)這一情況，我們經(jīng)過(guò)分析研究，采取了加大破乳劑用量的方法。加大破乳劑用量可以使油水分離更加徹底后再與井口出液混合，提高摻水的帶油能力。同時(shí)，進(jìn)一步加大了熱洗化清力度，在防止蠟卡的同時(shí)也起到降低原油黏度的作用。

4 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

1） 目前摸索葡 361 采油隊(duì)的原油集輸臨界溫度為 55～58 ℃。鑒于臺(tái)肇地區(qū)原油的特殊性，下一步將考慮結(jié)合新技術(shù)和新方法以取得新的突破。

2） 在夏季生產(chǎn)當(dāng)中，可以針對(duì)每個(gè)環(huán)的液量、含水和環(huán)長(zhǎng)等情況，根據(jù)降溫降摻水界限摸索試驗(yàn)摸索出來(lái)的規(guī)律，制定相應(yīng)的集輸標(biāo)準(zhǔn)，更加細(xì)致地做好節(jié)能降耗工作。

3）單純的靠降低摻水溫度降和降低摻水量來(lái)進(jìn)行降溫集輸，環(huán)內(nèi)油水溫度低，含蠟量高，對(duì)管壁依附作用強(qiáng)，隨著時(shí)間的增長(zhǎng)致使環(huán)內(nèi)形成死蠟并越積越多，極易導(dǎo)致生產(chǎn)參數(shù)不穩(wěn)定，發(fā)生堵環(huán)事故等。因此，應(yīng)結(jié)合定期沖環(huán)和用化清車熱洗等方式進(jìn)行控制。

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.009.005

2013-05-20）

翟迪，2009年畢業(yè)于延邊大學(xué)，從事采油技術(shù)管理工作，E-mail：282955505@qq.com， 地 址 ： 黑龍江省大慶油 田 有 限 責(zé)任公司第七采油廠第四油礦，163000。